压水堆核电站常规岛系统研讨

压水堆核电站常规岛系统核工业第四研究设计院压水堆核电站常规岛系统研讨第1页一、系统介绍

压水堆核电站常规岛系统研讨第2页一、系统介绍压水堆核电站反应堆冷却剂在蒸汽发生器内加热二回路给水，使之成为饱和蒸汽送汽轮机做功。在满功率运行状态下，蒸汽发生器产生饱和蒸汽（绝对压力6.71Mpa、温度283℃）由主蒸汽管道首先送到汽轮机四个高压汽室以调整进入高压缸蒸汽量，从高压汽室出来蒸汽经过四根环形蒸汽管道进入高压缸膨胀做功。在膨胀过程中，从高压缸前后流道不一样级后抽取部分蒸汽送到6号和7号高压加热器用于加热给水及送到汽水分离再热器用于加热高压缸排汽。高压缸排汽（绝对压力0.783Mpa、温度170℃、湿度14.3％）一部分送往除氧器，大部分经过八根冷再热管道排往位于低压缸两侧两台汽水分离再热器，在那里进行汽水分离，并由抽汽和新蒸汽对其进行两次再热。从汽水分离再热器出来过热蒸汽（绝对压力0.747Mpa、温度265℃）经六根管道分别送入三台低压缸内继续膨胀做功。在膨胀过程中，从三台低压缸各自前后流道抽取部分蒸汽分别送往3号和4号低压加热器及1号和2号复合式低压加热器加热凝结水；低压缸排汽（绝对压力7.5Kpa、温度40.3℃）排入冷凝器，并被海水冷却成为凝结水。压水堆核电站常规岛系统研讨第3页一、系统介绍冷凝器热井中凝结水由凝结水泵抽取升压后（绝对压力2.4Mpa）经四级低压加热器加热到139.88℃送到除氧器。除氧器对凝结水加热和除氧，且贮存一定除氧凝结水。主给水泵从除氧水箱底部吸水，将水升压后（绝对压力8.3Mpa、温度169.8℃）经6号和7号高压加热器深入加热（温度226℃、绝对压力6.88Mpa），最终经过给水流量调整阀进入蒸汽发生器二次侧，吸收反应堆冷却剂热量转变成饱和蒸汽，从而形成一个完整热力循环。主系统流程以下： 压水堆核电站常规岛系统研讨第4页一、系统介绍1、核发电用汽轮机系统特点压水堆核电站通常由两个回路组成。一回路由核反应堆、稳压器、蒸汽发生器一次侧和循环泵组成；密封在安全壳里，称为核电站核岛，这部分含有放射性。二回路由蒸汽发生器二次侧、汽轮机、回热加热系统和给水泵组成，称为核电站常规岛，这部分没有放射性。压水堆核电站常规岛热力系统与普通热力发电厂热力系统基本相同，其主要区分有以下两点：（1）核电站汽轮机，在高低压缸之间装有汽水分离器（装置）。（2）核电站再热器，采取高温蒸汽作为再热热源。其再热过程分两段进行，首先用汽轮机抽汽对汽水分离器分出蒸汽进行再热，然后再用高温主蒸汽进行加热。压水堆核电站常规岛系统研讨第5页一、系统介绍2、设计条件(秦山二期)（1）装机容量：本期工程建造两台600MW压水堆核电机组。（2）堆机匹配：两台机组按一堆配一机设计，两台汽轮发电机分别布置在两座独立厂房内。（3）运行方式：核电厂按基本负荷设计，不考虑调峰运行。正常运行时，按反应堆跟踪汽轮发电机组标准运行，在±10%阶跃负荷改变或每分钟±5%线性负荷改变时，反应堆不停堆。在汽轮发电机组甩负荷时，按机组跟踪堆方式进行。（4）主要参数：a主蒸汽流量：两台蒸汽发生器在额定工况下总产汽量为3800t/h，在不排污时总流量为3862t/h。压水堆核电站常规岛系统研讨第6页一、系统介绍b主蒸汽压力：反应堆零功率时蒸汽发生器出口处蒸汽压力为7.6MPa，满功率时为6.71MPa。c主蒸汽状态：蒸汽发生器出口处蒸汽湿度为0.25%，汽机主汽阀入口处湿度为0.5%（饱和湿度）。d给水温度：机组正常运行时，蒸汽发生器入口处给水温度为230.5℃e汽轮发电机组出力：额定出力（铭牌）643MW，最大连续出力（确保值）689MW。f汽机旁路容量：最大容量按85%之蒸汽发生器总产汽量（3230t/h）设计。（5）汽轮机设计寿命：40年。（6）汽轮发电机组中心与安全壳中心相垂直，这么当机组发生重大事故时，机组碎片不至于落在安全壳上。压水堆核电站常规岛系统研讨第7页一、系统介绍3、热力系统和主要参数该机组设置了三级高压加热器，三级低压加热器，以及一级除氧器。含有两级再热系统，即汽轮机高压缸排汽经过汽水分离后，由高压缸一级抽汽再热和新蒸汽两级再热，送入汽轮机低压缸继续膨胀作功。回热加热器疏水按逐层自流方式连接，高压加热疏水顺次逐层自流，最终入除氧器，低压加热器疏水逐层自流入凝汽器。压水堆核电站常规岛系统研讨第8页一、系统介绍压水堆核电站常规岛系统研讨第9页一、系统介绍4、核电站与常规火电站简单比较（1）电站系统、设备压水堆核电站常规岛系统研讨第10页一、系统介绍（2）新蒸汽参数压水堆核电站常规岛系统研讨第11页一、系统介绍（3）燃料运输压水堆核电站常规岛系统研讨第12页一、系统介绍（4）环境污染压水堆核电站常规岛系统研讨第13页二、蒸汽系统1、主蒸汽系统主蒸汽系统（VVP）功效是将蒸汽发生器产生主蒸汽输送到以下设备和系统：-------汽轮机高压缸-------汽水分离再热器（GSS）-------除氧器（ADG）-------通向冷凝器和大气蒸汽旁路排放系统（GCT）-------汽轮机轴封系统（CET）-------辅助蒸汽转换器（STR）安全方面功效是：主蒸汽系统与主给水系统和辅助给水系统配合，用于在电站正常运行工况、事故工况下排出一回路所产生热量，并向反应堆保护系统提供主蒸汽压力和流量信号。压水堆核电站常规岛系统研讨第14页二、蒸汽系统（1）每台蒸汽发生器出口主蒸汽管线上装有流量限制器，目标是万一流量限制器下游蒸汽管线发生破裂，可给核电厂提供保护。假如发生破裂，流量限制器降低来自蒸汽发生器蒸汽流量，降低一回路冷却速率，同时也就限制了堆芯冷却降温速率，即降低了反应性剧增加燃料包壳损伤概率。（2）当蒸汽发生器蒸汽管道系统发生破裂时，主蒸汽隔离阀（MSTV）关闭，限制进入二回路系统中去放射性物质总量。（3）在主汽系统中设有超出保护，即装有动力式卸压阀和规范安全阀（7个）。当主蒸汽旁路系统或凝汽器发生故障时，安全阀和卸压阀自动开启，以确保二回路系统安全。卸压阀排放量通常为额定蒸汽流量10%—15%，其动作压力整定在蒸汽发生器零负荷压力及安全阀开启压力之间。压水堆核电站常规岛系统研讨第15页二、蒸汽系统（4）安全阀是预防一、二回路超压最终保护措施，其总排放量为额定蒸汽流量110%，系统中安全阀设置7个，并分组设置。这么在核反应堆热停堆工况下，任何一只安全阀失控开启时，都不会引发核反应堆因压力下降而造成所不允许过冷却。安全阀动作压力整定在小于主蒸汽管道设计压力110%。（5）从安全角度上考虑，在主蒸汽系统中，还设有一个整机旁路排放系统，以适应机组启停及事故工况需要。当汽轮机大幅度地甩负荷及紧急停堆时，经过快速动作旁路阀（通常要求3秒内全开），将主蒸汽直接排入凝汽器，以排放出反应堆中剩下释热，同时防止了安全阀开启。本系统旁路流量为85%蒸汽流量。主蒸汽管道均为无缝碳钢管，选取法国钢种，牌号TU48C。主蒸汽隔离阀上游管线及阀门均为抗震一级。主要设备：主蒸汽隔离阀、主蒸汽安全阀压水堆核电站常规岛系统研讨第16页二、蒸汽系统2、汽水分离再热器系统汽轮机旁路排放系统（GCT）功效：反应堆功率要跟随汽轮机负荷改变。当汽轮机负荷锐减（如甩负荷、汽轮机脱扣）时，反应堆功率控制不能像汽轮机负荷改变那样快，瞬时出现堆功率与汽轮机负荷不一致。这时汽轮机旁路排放系统投入，维持一回路和二回路功率平衡。故汽轮机旁路排放系统总功效为：当反应堆功率与汽轮机负荷不一致时，汽轮机旁路排放系统经过把多出蒸汽排向冷凝器、除氧器和大气为反应堆提供一个“人为”负荷，从而防止核蒸汽供给系统（NSSS）中温度和压力超出保护值，确保电站安全。各部分功效以下：向冷凝器排放系统功效--------允许汽轮机突然降负荷而不引发紧急停堆或蒸汽安全阀动作--------允许在一些工况下汽轮机脱扣而反应堆不紧急停堆--------允许反应堆接收10％额定负荷阶跃改变和大于每分钟5％额定负荷线性改变压水堆核电站常规岛系统研讨第17页二、蒸汽系统--------在紧急停堆期间，预防一回路升温使蒸汽发生器安全阀开启--------使一回路冷却，直至余热排出系统（RRA）投入运行--------允许汽轮机开启前对二回路暖管，还允许在手动棒控范围（0-15％额定功率）内汽轮机加负荷。向除氧器排放系统功效在以下大范围负荷改变时，除向冷凝器排放外还需向除氧器排放蒸汽：-------由满功率甩负荷至厂用电-------满功率时，汽轮机脱扣而不紧急停堆。-------满功率时，汽轮机脱扣同时反应堆紧急停堆。（3）向大气排放系统功效当冷凝器排放系统不可用时，才使用向大气排放。-------保持一回路平均温度在热停堆值-------使一回路冷却，直至余热排出系统投入。-------在瞬态过程中可防止蒸汽发生器安全阀开启。压水堆核电站常规岛系统研讨第18页二、蒸汽系统3、汽轮机轴封系统压水堆核电站蒸汽发生器产生新蒸汽是饱和，蒸汽伴随在高压缸内膨胀做功，其湿度不停增加，高压缸排汽湿度高达14.2％。假如高压缸排汽直接进入低压缸做功，将对低压缸叶片产生严重冲刷腐蚀，同时也增加了湿汽损失，所以在高压缸和低压缸之间设置汽水分离再热器系统（GSS），其详细功效以下：（1）除去高压缸排汽中约98％水分（2）提升进入低压缸蒸汽温度，使之成为过热蒸汽。汽轮机配置两台卧式汽水分离再热器，汽水分离再热器布置在运转层汽机两侧。压水堆核电站常规岛系统研讨第19页二、蒸汽系统因为汽机进汽为饱和蒸汽且含有一定湿度（0.50%），当蒸汽在高压缸内膨胀作功后其压力、温度下降，含湿率增大析出大量水分，而汽机是不允许进水（蒸汽带水发生水击，损坏叶片），所以高压缸排汽在进入低压缸前必须进行除湿加热，使蒸汽湿度到达新蒸汽湿度，然后进入低压缸膨胀作功。疏水经各自疏水管线输送到专用疏水箱。机组正常运行时，疏水从各自疏水箱分别疏到HP5、HP6、HP7高压加热器。疏水箱里水位因正常疏水管线失效或其它原因造成非正常升高到要求限值时，应急疏水阀受水位控制紧急打开，疏水疏到凝汽器。每台汽水分离再热器壳体设置2只安全阀，作为超压保护办法。压水堆核电站常规岛系统研讨第20页二、蒸汽系统4、汽轮机蒸汽和疏水系统汽轮机轴封系统（CET）功效是对汽轮机轴封和汽轮机截止阀及调整阀阀杆填料函提供密封蒸汽，预防空气漏入和蒸汽外漏。--------在汽轮机开启时，向汽轮机高压缸、低压缸端部轴封及汽轮机截止阀和调整阀阀杆密封供汽，预防空气进入汽缸，影响抽真空。--------正常运行时，预防高压缸蒸汽外漏，并将高压缸轴封蒸汽导入低压缸轴封，预防空气漏入低压缸。1）汽封蒸汽系统有两个蒸汽源：辅助锅炉和主蒸汽系统，从冷停堆开始起动初始阶段，汽封蒸汽由辅助锅炉供给。汽封蒸汽必须封住汽轮机，方便建立起真空。当核电厂升温暖机时，所需要汽封蒸汽由主蒸汽系统供给。汽轮机以部分带负荷以后，汽轮机汽缸内部蒸汽将漏过汽轮机内密封盖，供给高压汽轮机汽封蒸汽。压水堆核电站常规岛系统研讨第21页二、蒸汽系统2）汽封排汽系统由汽封蒸汽冷却器、汽封蒸汽冷却器排气风机以及相关管道系统组成。汽封蒸汽冷却器排气风机使汽封蒸汽冷却器内产生微弱真空。这个真空度在汽轮机汽封装置中是可感知，且会引发过剩汽封蒸汽和空气向汽封蒸汽冷却器方向流动。凝结水系统水流将会冷凝这部分蒸汽，而排气机去除冷却器不凝性气体。汽封冷却器壳体冷凝水注入其大气式疏水箱，然后经一条设有控制阀疏水管线疏到凝汽器（U型水封）。压水堆核电站常规岛系统研讨第22页二、蒸汽系统5、汽轮机蒸汽和疏水系统汽轮机蒸汽和疏水系统（GPV）可大致分为蒸汽回路和疏水回路，各部分功效以下：（1）蒸汽回路确保-------向汽轮机高压缸供饱和蒸汽-------把高压缸排汽送到汽水分离再热器-------自汽水分离再热器向低压缸供过热蒸汽（2）各疏水回路确保-------开启时排出暖机过程中形成水-------连续运行时排出沿蒸汽流动方向分离出来水-------在瞬态过程中排出饱和蒸汽形成水压水堆核电站常规岛系统研讨第23页二、蒸汽系统6、辅助蒸汽分配系统蒸汽转换器系统（STR）功效是产生绝对压力1.2MPa，188℃低压辅助蒸汽，并经过辅助蒸汽分配系统（SVA）供给核岛和常规岛用辅助蒸汽系统和设备。蒸汽转换器系统主要由蒸汽转换器、疏水箱、疏水冷却器、辅助蒸汽除氧器、排污箱、给水泵及对应阀门和管道组成。压水堆核电站常规岛系统研讨第24页二、蒸汽系统7、辅助蒸汽分配系统辅助蒸汽分配系统（SVA）功效是把辅助锅炉（在机组停运和开启期间）或蒸汽转换器（机组正常运行期间）产生压力1.2MPa，温度188℃辅助蒸汽分配到各用户，同时回收辅助蒸汽凝结水循环使用或排放到废液排放系统（SEA）。压水堆核电站常规岛系统研讨第25页三、给水加热系统1、凝结水抽取系统-------与冷凝器抽真空系统（CVI）和循环水系统（CRF）一起为汽轮机建立和维持真空-------将进入冷凝器蒸汽凝结成水-------将凝结水从冷凝器热井中抽出，升压后经低压加热器送到除氧器-------接收各疏水箱来疏水-------向以下系统和设备提供冷却水和轴封用水为汽轮机排汽口喷淋系统（CAR）供降温冷却水为旁路排放系统（GCT）供降温冷却水为新蒸汽和汽轮机疏水箱供降温冷却水为蒸汽发生器排污系统（APG）再生式热交换器供冷却水为低压加热器疏水泵、凝结水泵等提供轴封水为辅助给水系统（ASG）水箱提供凝结水压水堆核电站常规岛系统研讨第26页三、给水加热系统2、低压给水加热器系统低压给水加热器系统（ABP）功效是利用汽轮机低压缸抽汽加热给水，提升机组热力循环效率。低压给水加热器系统主要由四级低压加热器、第3，4级低压加热器疏水系统以及连接管道和阀门等组成。其中第1，2级低压加热器组合在同一壳体内，称为复合式加热器。三台复合式加热器布置在冷凝器喉部，以并联方式布置在凝结水给水管线中，各流过1/3额定凝结水流量。第3，4级低压加热器分A、B两列并联在凝结水管线中，各流过1/2额定凝结水流量，在每列中第3，4级加热器是串联，并设有独立疏水系统（ACO）。该系统依据其流程可分为凝结水系统、抽汽系统、疏水系统和排气系统及卸压装置。压水堆核电站常规岛系统研讨第27页三、给水加热系统3、给水除氧器系统给水除氧器系统（ADG）有以下功效：--------对给水进行除氧和加热，向主给水泵连续提供合格含氧量小于3ug/kg给水--------确保给水泵所需净正吸入压头，并贮有一定水量。--------接收高压加热器和汽水分离再热器疏水蒸汽发生器排污系统（APG）再生式热交换器冷却水蒸汽旁路排放系统第四组阀排放蒸汽主给水泵引漏流量（给水泵再循环）-------将不凝结气体排放到主冷凝器或大气除氧器系统是由给水（或凝结水）系统、加热蒸汽系统、再循环系统、排气系统和卸压系统等组成。压水堆核电站常规岛系统研讨第28页三、给水加热系统（1）凝结水系统由低压加热器来给水经过装在除氧器顶部4个喷雾器进入除氧器水箱，与加热蒸汽混合、加热、除氧。除过氧凝结水由水箱底部3根下降管分别进入3台主给水泵升压泵入口，经主给水泵升压后送往高压加热器。给水含氧量情况以下：a、除氧器进口------正常运行工况：当负荷大于40％最大连续额定负荷时，含氧量小于10ug/kg。------起动期间：当负荷小于40％最大连续额定负荷时，含氧量小于20ug/kg。b、除氧器出口------正常运行工况：当负荷大于10％额定负荷或用主蒸汽保持热态时，含氧量小于3ug/kg。------起动期间：当负荷小于10％额定负荷或不保持热态时，含氧量小于100ug/kg。压水堆核电站常规岛系统研讨第29页三、给水加热系统（2）加热蒸汽系统依据汽轮机不一样运行工况，采取不一样加热蒸汽汽源对除氧器贮水箱给水进行加热除氧。------在机组开启时，利用辅助蒸汽分配系统（SVA）来辅助蒸汽对除氧器贮水箱给水进行加热除氧。辅助蒸汽由辅助锅炉或蒸汽转换器（STR）供给，普通情况下，在该工况除氧器再循环泵运行，方便较快加热除氧器内水，缩短开启时间。------在机组正常运行工况下，利用高压缸排汽。此时除氧器内压力取决于高压缸排汽压力。------在汽轮机脱扣、甩负荷、低负荷等瞬态工况下使用新蒸汽。压水堆核电站常规岛系统研讨第30页三、给水加热系统（3）再循环系统在冷态开启时，开启除氧器再循环泵，增加水箱内给水扰动，到达均匀加热和缩短加热时间目标。（4）排气系统机组开启时不凝性气体直接排大气，机组正常运行时不凝性气体排入冷凝器。（5）卸压系统为预防除氧器超压设置一套卸压系统。压水堆核电站常规岛系统研讨第31页三、给水加热系统4、主给水泵（电动、汽动）系统主给水泵（电动、汽动）系统主要是将除氧器水抽出、升压后经高压加热器送到蒸汽发生器。压水堆核电站常规岛系统研讨第32页三、给水加热系统5、高压给水加热器系统高压给水加热器系统（AHP）功效是利用汽轮机高压缸抽汽加热给水，并接收汽水分离再热器疏水，深入提升机组热力循环效率。高压给水加热器系统流程可分为给水系统、抽汽系统、疏水系统、放气系统及卸压系统。（1）给水系统由给水泵来给水进入两列（A列和B列）容量各为50％6号和7号高压加热器加热给水，每列6号和7号高压加热器串联布置；并设有两条旁路管线，一条装有电动旁路阀，另一条为装有弹簧加载备用旁路。若一列加热器因故障解列，则35％给水流经电动旁路，65％给水流经另一列正在运行高压加热器组。压水堆核电站常规岛系统研讨第33页三、给水加热系统（2）抽汽系统6号和7号高压加热器加热抽汽分别来自高压缸第3级和第2级抽汽。抽汽管路上装有抽汽逆止阀和电动隔离阀，以预防汽机超速和加热器满水倒流入抽汽管道或汽轮机。（3）疏水系统------正常运行时，疏水逐层自流（汽水分离再热器第二级再热器疏水流入7号高加、7号高加流入6号高加）最终进入除氧器。-------机组开启、低负荷（负荷小于30％）、事故状态（高液位）排入冷凝器。（4）放气系统高压加热器壳体内集积不凝性气体排入除氧器，改进高压加热器热交换条件。（5）卸压系统为预防加热器汽侧超压设置一套卸压系统。压水堆核电站常规岛系统研讨第34页三、给水加热系统6、主给水流量控制系统主给水流量控制系统（ARE）功效是：控制向蒸汽发生器给水流量，确保蒸汽发生器二回路侧水位维持在整定值上。另外，该系统还用于开启和响应反应堆和汽轮机以下保护：------蒸汽发生器水位保护动作------开启辅助给水系统------给水主调整阀和给水旁路调整阀快速关闭------汽动主给水泵和电动主给水泵跳闸------ATWT（紧急停堆信号发出后未动作）保护压水堆核电站常规岛系统研讨第35页四、汽轮机辅助系统1、汽轮机调整油系统汽轮机调整油系统（GFR）功效是向汽轮机调整系统（GRE）和汽轮机保护系统（GSE）提供处理过含有合格品质和运行参数抗燃动力油及保护油。详细来说，就是向汽轮机高、低压缸截止阀、调整阀操作机构及危机脱扣阀提供温度43℃、压力13.8MPa、流量不一样抗燃油。压水堆核电站常规岛系统研讨第36页四、汽轮机辅助系统1、汽轮机调整油系统汽轮机调整油系统（GFR）功效是向汽轮机调整系统（GRE）和汽轮机保护系统（GSE）提供处理过含有合格品质和运行参数抗燃动力油及保护油。详细来说，就是向汽轮机高、低压缸截止阀、调整阀操作机构及危机脱扣阀提供温度43℃、压力13.8MPa、流量不一样抗燃油。压水堆核电站常规岛系统研讨第37页四、汽轮机辅助系统2、汽轮机润滑、顶轴和盘车系统汽轮机润滑、顶轴和盘车系统（GGR）功效是向汽轮发电机组轴颈轴承和推力轴承提供润滑油，向发电机氢气密封油系统提供密封油，向汽轮发电机组轴颈轴承提供开始转动和停运时所需顶轴油以及在机组开启和停运时投入电动或手动盘车，方便使转子均匀加热或冷却，预防大轴弯曲。该系统主要由主油箱、主油泵、增压泵/油涡轮机、交流辅助油泵、直流辅助油泵、冷油器、过滤器、回油密封箱、排风机、顶轴油泵、顶轴油母管等设备组成。压水堆核电站常规岛系统研讨第38页四、汽轮机辅助系统3、汽轮机调整系统汽轮机调整系统（GRE）经过调整汽轮机进汽量对机组实施功率控制、频率控制、压力控制和应力控制，并对机组负荷和转速实施超速限制、超加速限制和蒸汽流量限制，使机组安全和经济地运行于各种工况，满足供电质量要求。-------功率控制是指依据电网功率需求自动或手动调整进汽阀开度，以调整发电机有功功率。-------频率控制是指对电网频率偏离额定值进行赔偿。-------压力控制是指限定汽轮机进汽压力或限定汽轮机进汽压力增加速率。压水堆核电站常规岛系统研讨第39页四、汽轮机辅助系统-------应力控制是指限制升速和升荷速率，使高压转子和高压汽室热应力不超出允许值。-------超速限制和超加速限制是指当汽轮机转速或转速加速度到达限值以后按超出百分比关小汽轮机进汽阀门，以保护汽轮机。------负荷降速限制是指发生一些异常工况时，将汽轮机负荷由现有负荷开始以每分钟200％速率快速下降，以预防反应堆保护系统动作及保护发电机。-----蒸汽流量限制是指操纵员能够在必要时限制汽轮机进汽量，以确保汽轮机功率不超出对应水平。压水堆核电站常规岛系统研讨第40页四、汽轮机辅助系统4、汽轮机保护系统汽轮机保护系统（GSE）功效是当汽轮发电机组发生任何预定机械故障时，为汽轮发电机组提供安全停机伎俩，预防事故发生、扩大和损坏设备，并将汽轮机脱扣信号送到反应堆停堆逻辑线路中。汽轮机保护所考虑各种机械故障限于以下可预见事态：（1）汽轮机必须停机以预防或减轻主设备摧毁。（2）运行人员没有时间考虑另外操作，因为任何延迟都可能快速使事态恶化。压水堆核电站常规岛系统研讨第41页四、汽轮机辅助系统汽轮机脱扣信号包含：（1）润滑油压低（2）手动脱扣手柄（3）超速保护（4）动力油压低（5）汽水分离再热器联合疏水箱水位高高（6）汽轮机推力瓦磨损大保护（7）高压缸排汽压力高（8）冷凝器真空低（9）发电机定子冷却水流量低（10）微机调整器脱扣信号（11）发电机氢温度高（12）低压缸排汽温度高（13）紧急手动停机按钮（14）反应堆连锁跳汽轮机压水堆核电站常规岛系统研讨第42页四、汽轮机辅助系统5、汽轮机排汽口喷淋系统汽轮机排汽口喷淋系统（CAR）功效是在汽轮发电机组开启、停运或低负荷运行时，预防低压缸排汽口温度超出限值，造成汽轮机叶片损坏。在汽轮机低负荷（小于40MW）时，蒸汽流量较低，低压缸排汽不畅，因为汽轮机摩擦损失及鼓风损失产生热量不能及时被汽流带走，造成末级叶片处出现排汽再循环，使排汽温度和末级叶片温度上升，有可能造成叶片损坏。压水堆核电站常规岛系统研讨第43页四、汽轮机辅助系统6、蒸汽发生器辅助给水系统蒸汽发生器辅助给水系统（ASG）功效是用于当核反应堆紧急停堆而失去正常给水时，为蒸汽发生器提供必要给水。有时，也可兼用于正常运行工况，为反应堆开启和停堆时提供必要给水，以带出堆芯释放热量。所以蒸汽发生器辅助给水系统也可列为与安全相关系统。为了确保在任何情况下，包含主给水管道破裂事故，都能使蒸汽发生器取得足够辅助给水，要求辅助给水管单独进入安全壳，并在蒸汽发生器附近与主给水管道连接，或单独接入蒸汽发生器。为了确保工作可靠性，辅助给水系统最少要求两个可靠水源：以除氧水箱（辅助除氧水箱）作为第一水源，以除盐水箱作为第二水源，这么可确保较高水质。压水堆核电站常规岛系统研讨第44页四、汽轮机辅助系统7、蒸汽发生器排污系统蒸汽发生器排污系统（APG）功效是经过对蒸汽发生器在不一样工况下连续排污，以保持蒸汽发生器二次侧水质符合要求，并对蒸汽发生器排污水进行搜集和处理。另外，该系统还可实现蒸汽发生器二次侧安全疏水，蒸汽发生器干湿保养充气和充水，在一些情况下调整蒸汽发生器水位。压水堆核电站每台蒸汽发生器二次侧均设有排污系统。它包含1台排污冷却器，两台阳离子树脂除盐装置，两台混合库树脂除盐装置，以及过滤器等。阳离子树脂除盐装置主要用于处于134CS和137CS（铯）。混合床树脂除盐装置主要用于处理131CS和133CS（碘）。压水堆核电站常规岛系统研讨第45页四、汽轮机辅助系统本系统用途有以下几点：（1）预防各种有害杂质在蒸汽发生器中高度浓缩。（2）当蒸汽发生器换热管泄漏时，经过排污控制二次侧放射性剂量。（3）在蒸汽发生器维修时，将二次侧工质放干。正常运行时，蒸汽发生器二次侧连续排污，排污水经过冷却后，返回凝汽器或直接排放。事故情况并探测有放射性时，排污水相继经过4台树脂除盐装置进行处理，并经过检验后，再决定送回凝汽器或稀释排放。压水堆核电站常规岛系统研讨第46页四、汽轮机辅助系统8、冷凝器真空系统冷凝器真空系统（CVI）功效是抽出冷凝器中随蒸汽带入不凝性气体和由大气漏入空气，建立和保持凝汽器真空度，提升汽轮机组经济性。该系统能满足汽轮机在各种运行工况下抽真空要求，同时能有效地将冷凝器内不凝气体排出。冷凝器真空系统由三套并联抽气系统和一个真空破坏系统组成。在每套抽气系统中，有一台两级水环式电动真空泵、一个水汽分离箱、一台密封水泵、一台密封水冷却器及真空测量系统等；真空破坏系统包含一台过滤器、一个节流孔板和真空破坏阀。压水堆核电站常规岛系统研讨第47页四、汽轮机辅助系统冷凝器真空系统从冷凝器（CEX）抽出不凝性气体，经电厂辐射监测系统（KRT）排向大气或送核辅助厂房通风系统（DVN）。汽轮机调整系统（GRE）采集冷凝器真空信号。辅助冷却水系统（SEN）向板式冷却器供冷却海水。常规岛除盐水分配系统（SER）向密封水箱补水。疏水送常规岛废液排放系统（SEK）。冷凝器真空信号送汽轮机保护系统（GSE）。压水堆核电站常规岛系统研讨第48页五、常规岛冷却水系统1、循环水系统及循环水过滤系统循环水系统（CRF）功效是经过两条独立进水渠向每台机组冷凝器和辅助冷却水系统提供冷却水（海水）。循环水过滤系统（CFI）功效是过滤一台机组所需全部海水，包阿括：------循环水系统（CRF）用水------主要厂用水系统（SEC）用水------循环水处理系统（CTE）用水------辅助冷却水系统（SEN）用水主要设备包含：水闸门、拦污栅、旋转滤网、循环水泵压水堆核电站常规岛系统研讨第49页五、常规岛冷却水系统2、循环水处理系统循环水处理系统（CTE）功效是经过电解海水产生浓度为每升海水1克次氯酸钠溶液，用以保护与海水接触系统设备（CFI、CRF、SEC）不受氯化物和海洋生物污染。3、辅助冷却系统辅助冷却系统（SEN）功效是为常规岛闭路冷却水系统（SRI）冷却器和冷凝器真空系统（CVI）冷却器提供过滤冷却水（海水）。主要设备：海水升压泵、自动清洗过滤器、板式换热器。压水堆核电站常规岛系统研讨第50页五、常规岛冷却水系统4、常规岛闭路冷却水系统常规岛闭路冷却水系统（SRI）功效是将常规岛系统设备以及部分BOP设备运转产生热量导出，确保这些设备安全运行。该系统由1台高位水箱、3台卧式离心泵、3台板式冷却器及除盐冷却水母管组成。常规岛闭路冷却水系统需冷却设备包含：励磁机空冷器、发电机氢冷器、定子水冷却器、抗燃油冷却器、汽轮机润滑油冷却器、发电机密封油空侧冷却器、发电机密封油氢侧冷却器、发电机母线冷却器、负荷开关冷却器、电动给水泵电机冷却器、液偶工作油润滑油冷却器、汽动泵润滑油冷却器、核岛辅助给水系统除氧器冷却器、BOP循环泵及空压机、凝结水泵轴承冷却、低压加热器疏水泵轴承冷却、汽水分离再热器疏水泵轴承冷却等。压水堆核电站常规岛系统研讨第51页六、发电机辅助系统1、发电机定子冷却水系统发电机定子冷却水系统（GST）功效是经过一个闭式低电导率水循环回路带走发电机定子线圈带负荷运行时产生热量。主要设备包含：1个高位水箱、2台电动定子冷却水泵、2台冷却器、1个电加热器、2台过滤器、1台立式除盐设备。压水堆核电站常规岛系统研讨第52页六、发电机辅助系统2、发电机密封油系统核电站发电机定子铁芯和转子都采取氢气冷却，正常运行时氢气表压力为0.5MPa，发电机密封油系统（GHE）功效就是预防发电机内部高压氢气从转子与发电机壳体间隙泄露出来，同时预防氢气受到密封油所带空气污染，另外还可用于带走运行时密封瓦产生热量。为了确保在正常运行时氢气不泄露大气中，要求密封油压力要大于氢压，普通油压大于氢压0.14MPa，而空、氢侧密封油压力基本是平衡，压力控制由压力调整阀来确保。空、氢侧进口油温经过改变冷却水流量维持在45℃。压水堆核电站常规岛系统研讨第53页六、发电机辅助系统3、发电机氢气供给系统发电机氢气供给系统（GRV）主要功效是在发电机开启时，经过中间介质CO2排除发电机内空气而充入氢气，相反在发电机检修停机前，则经过CO2排除发电机内氢气而充入空气。选择CO2目标是防止在充氢或排氢过程中，空气与氢气混合而产生爆炸危险。正常运行时，发电机氢气供给系统确保发电机内氢气压力，监测氢气纯度和干燥氢气，以确保发电机工作在允许限值内。压水堆核电站常规岛系统研讨第54页六、发电机辅助系统4、发电机氢气冷却系统发电机氢气冷却系统（GRH）功效是利用常规岛闭路冷却水系统（SRI）水冷却发电机内氢气以及励磁机内循环空气。发电机氢气冷却系统还利用设置在发电机及励磁机内热电偶，对发电机和励磁机内温度进行连续监测。发电机氢气冷却系统由发电机氢气冷却器和励磁机空气冷却器及相关管道和设备组成。压水堆核电站常规岛系统研讨第55页七、除盐水分配系统及压缩空气分配系统1、常规岛除盐水分配系统常规岛除盐水分配系统（SER）功效是贮存并分配PH值为9除盐水到电站各回路。常规岛对除盐水特征要求以下：PH值9电导率（25℃）0.2us/cm电离SiO220ug/LNa+离子等于或小于10ug/L焙烧后悬浮物50ug/L常规岛除盐水分配系统将除盐水分配到以下系统：--------蒸汽发生器排污系统（APG）--------汽轮机润滑油处理系统（GTH）压水堆核电站常规岛系统研讨第56页七、除盐水分配系统及压缩空气分配系统-------汽轮机润滑、顶轴和盘车系统（GGR）-------辅助给水系统（ASG）--------凝结水抽取系统（CEX）--------循环水系统（CRF）--------冷凝器真空系统（CVI）--------润滑油和油脂贮存系统（SKH）--------蒸汽转换系统（STR）--------常规岛闭路冷却水系统（SRI）--------汽轮机主给水泵系统（APP）--------汽轮机轴封系统（CET）--------热水生产和分配系统（SES）压水堆核电站常规岛系统研讨第57页七、除盐水分配系统及压缩空气分配系统2、常规岛废液排放系统常规岛废液排放系统（SEL）功效是搜集二回路系统和厂房等各处来含油放射性或非含油放射性疏水。从含油放射性疏水中把油分离出来并以受控方式进行处理，然后把放射性水送到电站废液排放系统（TER）。3、压缩空气生产系统压缩空气生产系统（SAP）功效是在全部工况下为电站生产提供全部动力设备所需压缩空气（空压机房），并经过仪用压缩空气分配系统和公用压缩空气分配系统分配到各用户。主要设备：空压机、干燥装置、储气罐压水堆核电站常规岛系统研讨第58页七、除盐水分配系统及压缩空气分配系统4、仪用压缩空气分配系统仪用压缩空气分配系统（SAR）功效是确保仪表用压缩空气分配，以供给位于核电站各个场所气动控制装置，详细以下：核岛：反应堆厂房、连接厂房、核燃料厂房、电气厂房、废液暂存箱区内、核废物辅助厂房。常规岛：供油站、凝汽器抽气区、给水调整站区、高压加热器、电动和气动给水泵区、除氧区、低压加热器、汽轮机蒸汽旁路阀区。BOP：加氯站内、辅助锅炉厂房内、除盐水生产厂房。5、公用压缩空气分配系统公用压缩空气分配系统（SAT）功效是把压缩空气分配到机组以及厂区在机组运行和停运期间操作工具和气动泵。压水堆核电站常规岛系统研讨第59页八、常规岛主要设备1、汽轮机核电汽轮机为单轴四缸六排汽反动凝汽式汽轮机，配有汽水分离和两级再热装置。每台汽轮机组有两个高压主汽调整联合阀，均为双端主汽阀结构，即每个阀体上有两个主汽阀和两个调整阀，由调整系统信号来控制其开度，伺服机构为油动机——弹簧。高压主汽管把蒸汽输入高压缸中，高压缸支撑在轴承箱上，冷端再热管把高压缸排汽输送到位于机组两侧汽水分离再热器（MSR）中。从汽水分离再热器至三个低压缸热端再热管中，装有低压主汽阀和低压调整阀，且均为蝶阀，其开度由调整系统信号来控制，伺服机构为油动机——弹簧。低压缸座在其基础台板上，低压缸与凝汽器之间为柔性相接，凝汽器刚性安装在着力于汽轮机基础底板专设支柱上。压水堆核电站常规岛系统研讨第60页八、常规岛主要设备高压缸和低压缸均为双流式结构，推力轴承安装在高低压缸间轴承箱上。汽轮机转子由轴承箱中支持轴承支承。主油泵连接在高压缸前端辅助转轴上。汽机润滑油系统供油给顶轴系统、盘车系统、汽轮机轴承、发电机轴承、励磁机轴承和推力轴承。该系统还向发电机油密封系统和机轴油泵供油。汽缸疏水为自流疏水，高压缸疏水排到抽汽管道中。冷端再热管道和低压缸疏水排入抽汽管道和凝汽器中。高压阀门蒸汽室、高压缸进汽区和高压进汽管疏水排入疏水搜集器和冷端再热管中。热端再热管路为自由疏水，疏水进入MSR和低压缸中。整台机组由汽机监视系统监测，此系统由众多测量元件组成，测量各种参数，供调整系统和保护系统控制保护机组用。汽轮发电机组额定转速为3000r/min，从汽轮机向发电机看旋转方向为顺时针。压水堆核电站常规岛系统研讨第61页八、常规岛主要设备2、汽水分离再热器汽水分离再热器由汽水分离再热壳、第一级再热管束、第二级再热管束组成。来自高压汽轮机乏汽经由汽水分离再热器由壳端进入汽水分离再热器。蒸汽经过人字形分离器直接抵达再热管束。从汽轮机乏汽分离出来湿气直接送到专用疏水箱。汽水分离再热器壳是碳钢做，装在壳上安全阀提供了过压保护。第一级再热管束接收来自高压汽轮机抽汽，经管束蒸汽流把能量加给高压汽轮机乏汽，高压汽轮机抽汽供给是不能调整。经过第一级再热管束由传热所致凝结水至高压加热器。第二级再热管束接收来自主蒸汽系统蒸汽，其蒸汽量是能够调整，从第二级再热管束出来凝结水排至高压加热器。压水堆核电站常规岛系统研讨第62页八、常规岛主要设备3、发电机汽轮发电机额定转速为3000r/min，额定电压20KV，额定频率50HZ发电机冷却方式为水氢氢冷却，即定子绕组、引线、引出线等为水内冷，转子绕组为氢内冷，定子铁心及其它构件为氢冷。通风系统采取定子铁心为径向多路通风，转子绕组为气隙取气斜流通风，定转子各有11个风区，冷热风相间并相互对应。在定子端部和发电机气隙中设置风区间隔环以加强转子通风冷却。交流主励磁机为三级无刷励磁型，冷却方式为空冷。交流副励磁机为永磁式，冷却方式为空冷。压水堆核电站常规岛系统研讨第63页八、常规岛主要设备4、冷凝器凝汽器为三壳体结构，对分单流程，表面式凝汽器，与汽轮发电机组轴中心线呈横向布置。凝汽器每个壳体结构由接颈、壳体（含管束）和水室等组成。凝汽器与其支承支柱刚性连接（凝汽器可胀缩滑移）。接颈经过橡胶膨胀节与低压缸排汽口连接。三个壳体结构汽侧间和热井间分别设有连通管，以期在某个管束停运时限制壳体间压力差。凝汽器含有在夏季工况和旁路排放（85%额定蒸汽流量）加带厂用电负荷（5%额定负荷）工况下正常运行能力。在稳定工况下，当循环水温等于或高于额定温度、蒸汽量为40%—100%额定流量范围内且补给水量为任意值时，凝结水含氧量小于20ppb。压水堆核电站常规岛系统研讨第64页八、常规岛主要设备接颈由碳钢板焊接而成，其内部采取钢管交织支撑，以承受内外压差，确保接颈整体强度和刚度。接颈内放置了组合式低压加热器LP1、LP2，在接颈上方内侧设置了水幕喷淋保护装置。当旁路蒸汽经减温减压装置进入凝汽器时，水幕保护装置喷水形成水幕以保护低压缸。接颈内还设有组织汽流挡板。在接颈上设置汽机旁路系统减温减压装置，五级抽汽管道也从接颈内部穿过侧壁引出。壳体采取碳钢板焊接而成并用中间隔板和钢管作加强件。布置了两组向心式管束，管束四面布置有一定宽度蒸汽通道，以到达合理蒸汽流速。壳体两端用焊接方式将管板固定在壳体上，并用较薄钢板作为挠性板过渡，以赔偿冷却水管和壳本热膨胀差。压水堆核电站常规岛系统研讨第65页八、常规岛主要设备冷却水管为钛管，胀接并焊接在前后管板上冷却管由前管板至后管板向上倾斜，在前后管板之间设有几十块中间隔板支托冷却管，使其有足够刚度和避开共振，以预防在运行中引发振动损坏管子，钢板采取钛一钢复合板。热井与壳体一体化，置于管速下方，留有充分空间以使部分蒸汽进入该空间，对凝结水有回热作用，不但能减小过冷度，提升除氧效果，而且还能适应凝结水位改变需要。凝结水经过壳体底部凝结水泵正常运行。每个壳体结构有进口、出口水室各二只，水室内用网板焊接而成，外壁用T型钢板加强。水室为倾斜方盒式结构，进出口水室有可拆卸盖板，在进口接管内装有安全栅格。水室与凝汽器管板以螺栓连接，水室能在凝汽器就位后再组装。水室内部以氯丁橡胶衬里，水室上部有排气接管和自动排气阀门，可及时排除室内空气。压水堆核电站常规岛系统研讨第66页八、常规岛主要设备5、除氧器卧式除氧器采取了喷雾除氧段、深度除氧段两段除氧。凝结水进入弓形水室后，经过恒速喷嘴将凝结水喷成雾状，以圆锥形薄膜进入喷雾除氧段。在该段空间中，水与蒸汽充分接触进行喷雾除氧，绝大部分不凝性气体在此段中被除去，并经过特定排气口排向大气。喷雾除氧后再经过特制淋水盘箱一层一层向下流动，形成无数水膜与加热蒸汽不停进行接触，不停进行再沸腾，从而完成深度除氧过程，使给水含氧量小于3-5ppb。除氧器采取恒速喷嘴，单个喷嘴流量可在一定范围内改变，所以除氧器能适应机组变负荷进行，确保了除氧器随机组负荷改变滑参数运行。压水堆核电站常规岛系统研讨第67页八、常规岛主要设备在除氧器长度方向布置了两个独立弓形进水室，在进水室长度方向均布了很多恒速喷嘴。在除氧器左上方布置了一个进水集箱，进水管进入集箱后再分两路均匀流向弓形水室。除氧器封头和圆形壳体采取不锈钢复合板制造，容器内凡是与凝结水释放出来氧等非凝结气体接触零部件均采取了不锈钢制作。除氧水箱为圆筒形筒体与端封头组成卧式四支座水箱（其中一支座为固定支座，另三个为滑动支座），正常工作水位储水容积按容纳7分钟给水量设计。压水堆核电站常规岛系统研讨第68页八、常规岛主要设备6、高压加热器高压加热器为卧式U型管，两流程设计。每台加热器内有蒸汽凝结段和疏水冷却两个传热区段。高压加热器为全焊接结构，壳体上标有现场切割线，内衬有不锈钢保护环，便于切割出壳体，检验管束，壳体由固定支座和滚轮式滑动支座支托，在壳体尾部上侧设有壳侧安全阀。水室体为半球封头型，端部设有一使用压力密封盖封口人孔，操作人员可经过人孔进入水室，并配有拆装人孔盖专用工具，水室体上设有一安全阀。水室分隔板焊接在管板上，只有一过渡管与水室出口管座焊接，防止分隔板与半球封头直接焊接，消除了半球封头受压力后产生较高局部应力。传热管采取了不锈钢管制作，在壳体内，在疏水或蒸汽进入部位，普通设有防冲蚀板。因为管子与管板连接采取